Capitulo Uno Terminado

PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM

Santa cruz 10 de septiembre de 2014

Señor:Ing. Corcos Altamirano GerardoDOCENTE DE EVALUACION Y PREPARACION DE PROYECTOS (PET – 236)

Presente.-

REF.: SOLICITUD DE APROBACION DE TEMA DE PROYECTO

Estimado Ingeniero:

Mediante la presente, y a tiempo de saludar muy cordialmente a su persona, le hago llegar mis más sinceras felicitaciones por su gran labor y desempeño.

El motivo de la presente, es solicitar a su autoridad la aprobación del tema que lleva por título:

“PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ”

En tal virtud solicito a su persona dentro del marco de cooperación, tenga a bien considerar que se me otorgue la colaboración necesaria para la aprobación del tema.

Esperando contar con una respuesta favorable, reitero a usted las consideraciones de mi más alta estima.

Doc. Adjunto: Perfil del proyecto

Atentamente,

Yasmina Mamani Avila Cristian Arenas Verastegui Gerente de Finanzas Gerente de Recursos Humanos

Eduardo Escobar Carlos Alfredo Coronado Gerente de Ingeniería Gerente de Control de Proyecto

Ana Miriam SanchezGerente General del Proyecto


PERFIL DEL PROYECTO

1. INTRODUCCION

Los combustibles fósiles a nivel mundial seguirán por mucho tiempo la principal fuente de

energía del planeta, por un lado las proyecciones de petróleo no son muy optimistas,

debido a la disminución de reservas y a la necesidad de fuentes de energía más limpias.

Por su parte el gas natural posee un gran potencial de reservas a nivel mundial, y produce

un menor impacto al medio ambiente.

La Industrialización del gas o de cualquier materia prima debe tener como fin dar valor

agregado a esa materia prima, es importante para cualquier país, y mucho más para el

nuestro que es un productor de materia prima, agregar valor a las mismas, y en ese

sentido es incuestionable la necesidad que tiene Bolivia de establecer una política en este

campo.

Para poder desarrollar una industria, en nuestro caso partiendo del gas natural, es

fundamental contar con:

- Materia prima en suficiente cantidad y precio adecuado durante la vida de la

industria.

- Financiamiento, es decir recursos económicos que permitan adquirir equipos e

insumos (recursos humanos capacitados, tecnológicos) que son

fundamentales para ensamblar la industria.

- Mercado, es decir que los productos obtenidos puedan ser vendidos

competitivamente.

La situación actual de Bolivia en materia de autoabastecimiento de combustibles líquidos,

no es otra que la importación de los mismos; en cuanto al gas natural las proyecciones

son optimistas y se estima que el país tendrá suficiencia aproximadamente por….años

más con las reservas actuales, además de lo ya mencionado existen proyectos de

exploración y prospección de reservas de gas en los próximos años. Una alternativa para

disminuir la importación de combustibles líquidos la cual demanda una gran inversión al

estado es la conversión de gas natural a combustible líquido (GTL), denominado de esta

manera por sus siglas en ingles “Gas to liquid”.


2. ANTECEDENTES.

A principios del siglo XX, concretamente en 1925, Franz Fisher y Hans Tropsch realizaron

experimentos para obtención de líquidos a partir de gas de carbón en donde se obtenía

diesel sintético a partir de carbón, para utilizarlo como combustible en aviones y vehículos

en la segunda guerra mundial.

La primera planta piloto se instaló en 1934 y en 1936 comenzó a operar a nivel industrial.

Durante la Segunda Guerra mundial, Alemania utilizó el método que empleaba gas de

carbón para obtener combustibles; Japón hizo lo mismo. En 1950 el proceso FT (Fisher –

Tropsch) fue utilizado en la Sudáfrica del aparheid. Los sudafricanos utilizaron sus

recursos de carbón y formaron South African Synthetic Oíl Ltd. (Sasoil).

Esta tecnología involucra la transformación de gas natural (principalmente metano) por

medio de una serie de procesos catalíticos y al final de refinación , para la obtención de

combustibles líquidos con cero contenido de contaminantes como: diesel , nafta ,

lubricantes, ceras, parafinas.

Hoy en día hay proyectos de GTL en diversas partes del mundo, entre las que es posible

citar:

Tabla #1 Plantas de GTL existentes

Ubicación Compañía Capacidad B/D

Johannesburgo, Sudáfrica Sasol 160.000

Sudáfrica Petro S.A – Statoil 27.000

Bintulu, Malasia Shell 14.700

Nigeria Sasol – Chevron 34.000

Qatar Sasol – QP 34.000

Tabla # 2. Plantas pilotos de GTL.

Ubicación Compañía Capacidad


B/D

Oklahoma Conoco Phillips 400

Nikiski, Alaska BP 300

Oklahoma Syntroleum/Marathon/DOE 70

Luisiana, EUA Exxon (AGCC – 21) 200

Sudáfrica Statoil 1000

Japón Japan Petr. & Exp./ Cosmo Oil/ Chiyoda 10

India Rentech/Donyi”Synhytec” 300

La megaplanta “Pearl” o “La Perla” está situada en Qatar, específicamente en la ciudad

industrial de Ras Laffan y es el mayor emprendimiento del proceso GTL (gas to liquids) en

el mundo.

Con una inversión de 18.500 millones de dólares, este coloso de la industrialización del

gas produce 45 millones de metros cúbicos de gas natural por día en el mayor campo

gasífero del mundo, el “North Field” (con reservas recuperables que alcanzan los 900

TCF), volumen que será transportado y procesado en “La Perla” para obtener 120.000

barriles por día (bpd) de condensado, GLP y etano además de 140.000 (bpd) de

productos derivados del proceso GTL (diesel, kerosene, nafta, jet fuel y aceites

lubricantes).

En Pearl se fabricará suficiente diesel para abastecer a más de 160.000 vehículos al día y

suficiente petróleo sintético al año para fabricar lubricantes para más de 225 millones de

vehículos. Los productos llegarán a los clientes en cada mercado energético importante

mediante la red minorista global de Shell.

Al llevar Pearl a la producción, los ingenieros de Shell se han basado en más de 35 años

de experiencia en tecnología de conversión de gas natural en líquidos. Construimos la

primera planta GTL de escala comercial del mundo en Bintulu, Malasia, en 1993. La

producción de Pearl de productos GTL será 10 veces mayor que la de Bintulu.

Por su parte, Shell inauguró su planta GTL en el año de 13, en Bintulu, Malasia; la cual

funciona con el gas proveniente de los campos petroleros del área marina de Sarawak.


El año 2000, GTLB contrató a la empresa Bechtel (EEUU), la cual preparó dos estudios

de factibilidad: uno para una planta de 10.000 y otro para 50.000 BPD.

En el año 2002 GTLB firmó un Acuerdo de Entendimiento (MOU) con la empresa francesa

Total.

El año 2002 GTL Bolivia contrató a la prestigiosa empresa Jacobs Engineering, de

Londres, para realizar el estudio de ingeniería para una planta de GTL de 10.000 BPD.

Los especialistas de Paris de la empresa Total supervisaron detalladamente el estudio, el

cual fue de alta satisfacción para Total.

Posteriormente se realizó un estudio adicional específico sobre la tecnología F-T de

Rentech. Para ello Total contrató a 5 de los mejores expertos del mundo en el proceso F-

T. Los resultados también fueron altamente satisfactorios.

En base a todos los estudios anteriores, GTL Bolivia posee un sofisticado modelo técnico-

económico el cual permite evaluar la rentabilidad del proyecto en diferentes condiciones

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA


OBJETIVO GENERAL

Determinar los volúmenes existente y disponibles de gas natural para la

generación de combustibles a través de la tecnología GTL ( diesel, gasolina ,

otros) y verificar si la implementación de esta planta es económicamente viable

con una visualización en los próximos 10 años.

OBJETIVO ESPECIFICO:

1. Revisar datos estadísticos de la disponibilidad de reservas en el país para

la obtención de diesel en Bolivia.

2. Buscar la ubicación adecuada para la instalación de la planta, de manera

que se obtengan beneficios y minimice los costos con relación al transporte

de la materia prima.

3. Determinar la capacidad de procesamiento de gas de la planta GTL.

4. Comprobar si el volumen de diesel obtenido mediante el procesamiento del

gas abastecerá el mercado interno.

5. Interpretar los Indicadores económicos de los Estados Financieros, para su

evaluación.

6. Determinar la generación de oportunidades de trabajos tanto directos como

indirectos.

7. Evaluar el impacto ambiental que generara el proceso del gas natural.

LOCALIZACIÓN

Analizando los factores que implican la localización entre ellas la cercanía al mercado, se

define que la Planta de transformación, estará ubicada geográficamente en el

Departamento de Santa Cruz, localidad de Rio Grande, los demás factores serán

explicados con detenimiento en los próximos capítulos.

ALCANCE

Alcance Espacial

La operación del proyecto será en Rio Grande, involucrando esta zona por tener acceso al

mercado, los resultados del proyecto como es la obtención de Líquidos está dirigido a

todo el país.


Alcance Temporal

La elaboración y evaluación tendrá una duración de aproximadamente 4 meses (agosto,

septiembre, octubre, noviembre ) teniendo como vida útil el proyecto 24 años desde el

inicio de la construcción, donde la construcción dura 4 años y los siguientes 20 años son

de producción.

Alcance sustantivo

Con este proyecto se pretende la instalación de una Planta de Industrialización de Gas a

líquido GTL, para la producción de Diésel, Gasolina y otros.

4. JUSTIFICACIÓN:

El proyecto desde el punto de vista económico es muy rentable por la gran demanda de

este producto energético además que se eliminaría 200 Millones de dólares anuales de

subvención por concepto de Diesel – Oil, lo cual nos daría una independencia energética.

Socialmente también tiene muchos beneficios porque es muy necesario para el ámbito de

la agricultura, transporte, todo esto muy necesario para el desarrollo de la nación,

generaría oportunidades de trabajos tanto directos como indirectos.

Desde el punto de vista ambiental esta forma de obtener diesel es muchos menos

contaminante que la forma conocida de refinación porque no tendría azufre, aromáticos,

está claro que este diesel es de mucha mejor calidad.

5. MARCO TEÓRICO

El gas natural es una mezcla de diversos hidrocarburos gaseosos y livianos, los cuales se

encuentran en el subsuelo, su componente principal es el metano y se considera una

fuente de energía primaria tal como el carbón y el petróleo. Es un combustible que se

obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y se encuentra mezclado con

el petróleo crudo cerca de los yacimientos. Como se trata de un gas, puede encontrarse

sólo en yacimientos separados. La manera más común en que se encuentra este

combustible es atrapado entre el petróleo y una capa rocosa impermeable. En

condiciones de alta presión se mezcla o disuelve aceite crudo.


La industrialización es la acción y efecto de industrializar: hacer que una cosa sea objeto

de industria, tomando en cuenta que se entiende por industria, al conjunto de actividades

económicas que tienen por objeto la transformación de materias primas en productos

semielaborados, o de estos en acabados, por medio de un proceso mecánico y físico

químico, con división del trabajo y especialización. En base a esta definición podemos

decir que la simple separación de los componentes del gas natural no es industrialización.

En estas condiciones entran las plantas que se encuentran en algunos de los campos de

producción de hidrocarburos (Sábalo y San Alberto) que solo adecuan el gas proveniente

del subsuelo para que cumpla con las especificaciones establecidas en los contratos de

compra y venta de gas natural. En casos como estos, solo se elimina entre otros el agua y

CO2 (Dióxido de Carbono).

Es así que tampoco las Plantas separadoras como las de Rio Grande y Villamontes que

están en proceso de estudio y construcción pueden ser consideradas de industrialización

del gas. Lo que harán estas plantas y las que existen (como Vuelta Grande) es separar

los componentes propano y butano del gas natural, para obtener los que en Bolivia se

llama GLP (Gas Licuado de Petróleo). Por lo tanto, la industrialización es lo que da lugar a

un proceso que permitirá fundamentalmente la obtención posterior de plásticos (gas

química) o de líquidos como el Diésel GTL (Gas a Líquido, por sus siglas en ingles).

También el gas natural juega un rol en la obtención de fertilizantes y metanol y por lo tanto

también esa transformación puede considerarse como industrialización. La

Industrialización del gas o de cualquier materia prima debe tener como fin dar valor

agregado a esa materia prima, es importante para cualquier país, y mucho más para el

nuestro que es un productor de materia prima, agregar valor a las mismas, y en ese

sentido es incuestionable la necesidad que tiene Bolivia de establecer una política en este

campo.

La transformación de gas en líquidos utilizando el método de Fischer-Tropsch es un

proceso de pasos múltiples, con gran consumo de energía, que separa las moléculas de

gas natural, predominantemente metano, y las vuelve a juntar para dar lugar a moléculas

más largas.

El primer paso requiere la entrada de oxigeno (O2) separado del aire. El oxígeno es

insuflado en un reactor para extraer los átomos de hidrogeno del metano (CH4). Los

productos son gas de hidrogeno sintético (H2) y monóxido de carbono (CO), a veces

denominado gas de síntesis.


El segundo paso utiliza un catalizador para recombinar el hidrogeno y el monóxido de

carbono, dando lugar a los hidrocarburos líquidos. En la última etapa, los hidrocarburos

líquidos son convertidos y fraccionados en productos que pueden ser utilizados de

inmediato o mezclarse con otros. El producto más conocido es el diesel extremadamente

puro, a veces conocido como GAS-OIL. El diesel obtenido con el proceso Fischer-

Tropsch, a diferencia del derivado de la destilación del crudo, tiene un contenido de óxido

de azufre y óxido de nitrógeno prácticamente nulo, carece virtualmente de contenido de

aromáticos, su combustión produce poca o ninguna emisión de partículas, y posee un alto

índice de cetano. También se puede producir Kerosén, etanol y dimetileter (DME). Otro

producto de la reacción es la nafta que tiene alto contenido de parafinas. Las ceras

derivadas de los procesos GTL pueden ser suficientemente puras para ser utilizadas en la

industria cosmética y de envasado de comestibles.

Los procesos GTL actualmente en operación convierten 286 m3 (10,000 pc) de gas en un

poco más de 0.16 m3 (1 barril) de combustible sintético líquido.

METODOLOGÍA

En la elaboración de este proyecto, se realizarán los siguientes estudios:

ESTUDIO DE MERCADO

Capítulo I. Estudio de la Materia Prima. Se estudiará la materia prima, los

proveedores, las disponibilidades y los precios para abastecer los volúmenes de

Gas Natural que necesitará la planta de GTL


Capitulo II. Estudio de los Productos GTL. En este capítulo realizaremos un

diagnóstico de la situación actual. Revisaremos las demandas de líquidos actuales

y proyectados, se estudiará la competencia, las ofertas actuales y proyectadas,

también.

ESTUDIO TÉCNICO

Describiremos la tecnología a utilizar, el tamaño de la planta, la ubicación, los

requerimientos de materiales, se determinará la función de producción que optimice el

empleo de los recursos con los que se cuenta.

Capítulo III. Localización

Capítulo IV. Tamaño

Capitulo V. Ingeniería

Capítulo VI. Organización y Administración. Se explicará la forma de

constitución de la Empresa, el tipo de organización que tendrá. Así mismo se

establece los procedimientos administrativos a seguir como también los

mecanismos que la estructura requiera.

ESTUDIO ECONÓMICO

Se determinara el monto de la inversión a realizar para la implementación de la Planta de

GTL, también se utilizará las herramientas contables para realizar análisis de rentabilidad

del proyecto.

Capítulo VII. Inversión

Capítulo VIII. Financiamiento.

Capitulo IX. Costos

Capitulo X. Ingresos

Evaluación

En este capítulo se utilizará las herramientas contables para realizar análisis de

rentabilidad del proyecto, también se estudiará el impacto ambiental que generará el

proyecto.


Capitulo XI. Tecnico-Economica.

Capitulo XII. Ambiental.

Capítulo XIII. Conclusiones y Recomendaciones

Luego de haber procesado toda la información obtenida, se extrae con objetividad los

aspectos más importantes y se realiza recomendaciones para la implementación de la

Planta de GTL.


6. CRONOGRAMA


RECURSOS HUMANOS

El equipo de trabajo que participara en la realización del presente proyecto, está

compuesto por un grupo multidisciplinario comprendido por 3 estudiantes de La Carrera

Ingeniería del Petróleo y Gas Natural que cursan el 9no Semestre y 1 estudiante de la

Carrera Administración de Empresas del 8vo Semestre, quienes trabajaremos de manera

conjunta y coordinada aportando nuestros conocimientos en las diferentes áreas de

especialidad de formación.

Tabla # 8. Recursos Humanos

Nº Nombres y Apellidos Cargo

1 Maicol Cristian Arenas Verastegui Gerente de Recursos Humanos

2 Carlos Alfredo Coronado Gerente de Control de Proyecto

3 Eduardo Escobar Gerente de Ingenieria

4 Yasmina Mamani Avila Gerente de Finanzas

5 Ana Miriam Sanchez Gerente General

RECURSOS MATERIALES

Los materiales que se utilizarán con más frecuencia y serán un instrumento importante

para la realización de este proyecto serán entre otros los siguientes:

Tabla # 9. Recursos Materiales

Nº Cantidad Materiales

1 2 Computadoras Portátiles

2 1 Impresora

3 1 Tinta

4 1 Resma de Hojas Bond

5 2 Modem

6 4 Flash Memory


PRESUPUESTO

Se tiene planificado realizar los siguientes gastos que se incurrirán para la elaboración de

este trabajo (Materiales), los cuales se detallan a continuación:

7. PRESUPUESTO

MATERIALES

Impresión 60 Bs.-

Empastado 40 Bs.-

Encuesta 10 Bs.- Subtotal.- 110 Bs.-

VIAJE

Pasajes 100

Alojamiento 40

Alimentación 60 Subtotal.- 200

REFRIGERIO

Aperitivos 50 Bs.-

Subtotal.-

50 Bs.-

Imprevistos 100 Bs.-

TOTAL.- Bs.-1260

8. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

- Thackeray F: “GTL in 2007,” Petroleum Review (Enero de 2003): 18-19.

- CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro - Vol. 3 Núm. 1 Dic. 2005


ESTUDIO DE MERCADO


Para la obtención de combustibles líquidos ultra- limpio, denominado tecnología GTL, se

necesita como materia prima el Gas Natural, para esto es preciso realizar primeramente

un estudio acerca del mercado del Gas Natural, tanto mundial como Nacional.

Para este efecto dividiremos el Estudio de mercado en dos partes:

Capítulo I: Estudio de Mercado de la Materia Prima (Gas Natural)

Capítulo II: Estudio de Mercado de los productos obtenidos a través de la Tecnología

GTL (Diésel, Gasolina y otros)


CAPITULO I.

ESTUDIO DE MERCADO DE

LA MATERIA PRIMA

(GAS NATURAL)


Objetivos del Capitulo

Objetivo General

Revisar datos estadísticos de la disponibilidad de reservas gas en el país para la

obtención de diesel en Bolivia.

Objetivos Específicos

Estudiar el Gas Natural y sus propiedades.

Identificar los volúmenes de reservas probadas, probables y posibles del Gas

Natural.

Estudiar la demanda externa e interna existente del Gas Natural

Determinar la oferta del Gas Natural


El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables

formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos de petróleo,

disuelto o asociado con el petróleo (acumulación de plancton marino) o en depósitos de

carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se saca, está

compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el

90 ó 95% (p. ej., el gas no-asociado del pozo West Sole en el Mar del Norte), y suele

contener otros gases como nitrógeno, Ácido Sulfhídrico, helio y mercaptanos. Como

ejemplo de contaminantes cabe mencionar el gas no-asociado de Kapuni (NZ) que

contiene hasta 49% de CO2 (Dióxido de Carbono). Como fuentes adicionales de este

recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano que, según

estimaciones, pueden suponer una reserva energética muy superiores a las actuales de

gas natural.

Puede obtenerse también con procesos de descomposición de restos orgánicos (basuras,

vegetales - gas de pantanos) en las plantas de tratamiento de estos restos (depuradoras

de aguas residuales urbanas, plantas de procesado de basuras, de desechos orgánicos

animales, etc.). El gas obtenido así se llama biogás.

Algunos de los gases que forman parte del gas natural cuando es extraído se separan de

la mezcla porque no tienen capacidad energética (nitrógeno o CO2) o porque pueden

depositarse en las tuberías usadas para su distribución debido a su alto punto de

ebullición. Si el gas fuese criogénicamente licuado para su almacenamiento, el dióxido de

carbono (CO2) solidificaría interfiriendo con el proceso criogénico. El CO2 puede ser

determinado por los procedimientos ASTM D 1137 o ASTM D 1945.

El propano, butano e hidrocarburos más pesados en comparación con el gas natural son

extraídos, puesto que su presencia puede causar accidentes durante la combustión del

gas natural. El vapor de agua también se elimina por estos motivos y porque a

temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas forma hidratos de

metano que pueden obstruir los gasoductos. Los compuestos de azufre son eliminados

hasta niveles muy bajos para evitar corrosión y olores perniciosos, así como para reducir

las emisiones de compuestos causantes de lluvia ácida. La detección y la medición de

H2S (Ácido Sulfúrico) se pueden realizar con los métodos ASTM D2385 o ASTM D 2725.


Para uso doméstico, al igual que al butano, se le añaden trazas de compuestos de la

familia de los mercaptanos entre ellos el metil-mercaptano, para que sea fácil detectar una

fuga de gas y evitar su ignición espontánea.

Mercado del Gas Natural

En la actualidad el mercado del petróleo está sufriendo grandes transformaciones, la

concientización de los países desarrollados se ha encauzado en la exigencia de

combustibles con especificaciones más rígidas desde el punto de vista medioambiental;

los precios han alcanzado valores muy elevados que amenazan el crecimiento económico

y plantean la búsqueda de nuevas formas de energía que sean rentables a estos niveles;

también las continuas crisis políticas de los principales países productores de petróleo

han aumentado la preocupación de países consumidores sobre su dependencia. Sumado

a esto el continuo decrecimiento de las reservas convencionales de crudo a nivel mundial,

las altas demandas de consumo, y la disminución en el descubrimiento de nuevas

reservas.

Por su parte el Gas Natural ha recorrido un largo camino desde la época en que solo era

un subproducto de la explotación petrolera, una molestia que se eliminaba quemándolo.

Ahora, dentro del panorama mundial, se proyecta que el Gas Natural será el combustible

más importante del mundo debido a su abundancia, limpieza y diversidad de aplicaciones.

Se espera que en los próximos años, la demanda general de energía proveniente del

petróleo, el gas y otras fuentes llegue a ser más del doble que la actual. La composición

de la oferta de energía está cambiando y los observadores esperan que el mundo

consuma más gas que petróleo para el año 2025.

En la actualidad hay dos superpotencias energéticas mundiales "reconocidas", las cuales

tienen las mayores reservas y producción en los ámbitos de la energía en la que se

especializan. Rusia tiene las mayores reservas del mundo de gas natural, y es el mayor

productor y exportador de gas, mientras que Arabia Saudita tiene las mayores reservas de

petróleo convencional, y ostenta la mayor capacidad de producción de crudo del mundo

(estimada en torno a 10,5-11,0 millones de bbl/d, barriles por días). Las medidas

adoptadas por las empresas o el gobierno en cualquiera de estos dos países son

suficientes para producir una reacción inmediata en el mercado de valores, si bien se

sabe que los mercados han intentado adivinar las verdaderas cifras de producción de

Arabia Saudita.


Rusia tiene las mayores reservas de gas natural de cualquier país del mundo, junto con la

segunda mayor reserva de carbón, y el octavo lugar en reservas de petróleo. Es el

segundo productor mundial de petróleo y, de vez en cuando, sobrepasa a Arabia Saudita

como el número uno del mundo.

Rusia es también el mayor productor de gas natural, con el 22,3% de la producción

mundial, y también el mayor exportador, con el 24,0% de la exportación mundial. En los

últimos años, Rusia ha establecido el sector del gas como uno de gran importancia

estratégica. Muchas empresas privadas de petróleo y gas natural, especialmente Yukos y

Sibneft, se han consolidado bajo el control de las organizaciones estatales Rosneft y

Gazprom, respectivamente.

Reservas de Gas Natural en el Mundo

Grafico N° 1. Reservas de Gas Natural en el Mundo


Características del Gas Natural Boliviano

Existen dos características principales del gas natural en Bolivia: la primera, es que es un

gas No Asociado y la segunda es un gas muy rico en metano. Dichas características

hacen que la explotación y uso de este recurso sea muy atractiva.

Tabla # 11. Composición Química del Gas Natural Boliviano

Componentes principales Formula químicaPorcentaje en Volumen

(%)

Metano CH4 89,10

Etano C2H6 5,83

Propano C3H8 1,88

Butanos C4H10 0,74

Pentanos C5H12 0,23

Hexanos C6H14 0,11

Componentes principales de Gas Natural bo-liviano

MetanoEtanoPropanoButanosPentanosHexanos

Grafico # 2 Composición del Gas Natural Boliviano


Disponibilidad de la Materia Prima

Desde el descubrimiento de los megacampos gasíferos San Alberto, Sábalo, Margarita e

Itaú hace más de una década se potencio a Bolivia como el proveedor de gas natural para

el Cono Sur y con ello se concretó el mayor proyecto de exportación en la historia del país

el cual genera los mayores ingresos estatales en la actualidad. Con el descenso de las

inversiones petroleras al inicio del nuevo siglo, este impulso se contrajo y, además,

durante cinco años no se supo el número de reservas comerciales de hidrocarburos con

las que contaba el país.

A inicios de abril del 2011 YPFB presento el informe de certificación de reservas de

hidrocarburos nacionales, realizado por la compañía Ryder Scott. El informe demuestra

un descenso de las reservas tanto de Gas Natural como de petróleo, respecto a las

mediciones anteriores. Las razones más que geológicas son entendidas en los métodos

de medición, en el consumo de los mercados en los últimos años y en el conocimiento

más ajustado que se tiene de los campos productores ahora que están en su etapa de

madurez.

RESERVAS

DEFINICIÓN DE RESERVAS (SPE-PRMS)

Las reservas son aquellas cantidades de petróleo que se prevé serán comercialmente

recuperables por medio de la aplicación de proyectos de desarrollo, aplicados en

acumulaciones conocidas a partir de una fecha en adelante y bajo condiciones definidas.

Las reservas son categorizadas de acuerdo al nivel de incertidumbre asociado con las

estimaciones y pueden ser sub-clasificadas basado en la madurez del proyecto y/o

caracterizadas por su estado de desarrollo y producción (desarrolladas y no-

desarrolladas). Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios: ser descubiertas,

ser recuperables, ser comerciales y ser remanentes (en la fecha de la evaluación) basado

en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicado(s). Las reservas son categorizadas como,

Probadas, Probables y Posibles.

Reservas Probadas (P1).- Se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias

asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales,

que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una


certidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería.

Dentro de las reservas probadas existen dos tipos:

• Las desarrolladas, aquellas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes

con la infraestructura actual y con costos moderados de inversión.

• Las no desarrolladas, que se definen como el volumen que se espera producir con

infraestructura y en pozos futuros.

Reservas Probables (P2).- Se constituyen por aquellos volúmenes de hidrocarburos,

cuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere que son más factibles de

ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilísticos

para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a

recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables.

Las reservas 2P, por tanto, son constituidas por la suma de las reservas probadas más

las probables.

Reservas Posibles (P3).- En cambio, se caracterizan por tener una recuperación

comercial, estimada a partir de la información geológica y de ingeniería, menor que en el

caso de las reservas probables. Así, si se utilizan métodos probabilísticos, la suma de las

reservas probadas, probables más las posibles tendrá al menos una probabilidad de 10%

de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores a las 3P.

FUENTE: GAS & DESARROLLO, Analisis y Perspectivas – Revista bianual.


LA IMPORTANCIA DE LAS RESERVAS

Las reservas de Hidrocarburos son la base principal para el funcionamiento y proyección

de las empresas de Exploración y Producción; constituyéndose en el pilar y referente que

las hace prosperar y crecer económicamente. Con ellas se gerencia la cartera de activos

de la compañía, y los datos derivados de su análisis se usan internamente para medir su

desarrollo y determinar los coeficientes de amortización de capital. Por tanto, estas se

constituyen en la base tangible de la actividad de Exploración, Desarrollo y Producción de

Hidrocarburos.

• Internamente, los volúmenes informados son utilizados para la Gestión del Portafolio de

Activos (Ciclo de Planificación a corto, medio y largo plazo).

• Externamente, sirven para que accionistas e inversores en general, puedan evaluar su

capacidad financiera y las posibilidades de crecimiento y para que los analistas juzguen

su situación dentro de la industria. Una buena evaluación de analistas e inversores le

facilita a cualquier compañía el acceso a los mercados de capital y ayuda a la valorización

de las acciones.

Es muy importante, con el fin de planificar y manejar el negocio, tener un claro

entendimiento de los volúmenes de hidrocarburos con que se cuenta para producir tanto

como conocer si esas cantidades estarán disponibles para el desarrollo de campos,

implementación de avances tecnológicos para luego continuar con el ciclo virtuoso:

Exploración, Desarrollo y Producción.

RESERVAS CERTIFICADAS

Las Reservas Certificadas del país a la fecha 31 de diciembre de 2013 por la empresa

canadiense GLJ Petroleum Consultants encargada de realizar el estudio técnico de

certificar las reservas, al 31 de diciembre del 2009, certifico que:

Las Reservas Probadas de gas natural llegan a 10,45 trillones de pies cúbicos

(TCF).

Reservas Probables de 3,50 TCF.

Reservas Posibles de 4,15 TCF.


Las reservas fueron certificadas por una empresa de prestigio internacional y según las

definiciones, normas y directrices del Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos

(PRMS, siglas en inglés) de la Sociedad de Ingenieros Petroleros.

Asimismo, el estudio señala que el país cuenta con 211,45 millones de barriles de

petróleo condensado.

LAS RESERVAS Y LOS CONTRATOS

Bolivia es un país con grandes reservas hidrocarburiferas, especialmente de Gas Natural. En la actualidad, el país abastece todo su consumo interno y exporta significativos volúmenes de Gas Natural a Brasil y Argentina

A continuación, el Gráfico No. 1.1 muestra la demanda potencial de Gas Natural en parte de la región, puesto que considera los mercados de Bolivia, Argentina y Brasil.

MERCADO INTERNO DE CONSUMO

El mercado interno de consumo incluye: termoeléctricas, distribuidoras de Gas Natural por redes, consumo directo y consumos propios.


Por ejemplo según datos estadísticos de YPFB para el primer trimestre de año 2014, En la estructura del mercado interno, el Sector Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular es el mayor consumidor de gas natural, registrando durante el primer trimestre del 2014, un consumo promedio de 4,53 MMm3/día, que representa el 47,53% del consumo total; le sigue el Sector Eléctrico con un consumo promedio de 4,16 MMm3/día, que representa el 43,65% del consumo total. Finalmente, el Sector Consumidores Directos y Otros registró un consumo promedio de 0,84 MMm3/día, que representa el 8,82% del consumo total. En promedio, el consumo del mercado interno durante el primer trimestre del 2014, alcanzó a 9,53 MMm3/día.

El consumo interno promedio de gas a 2010 es de 7,2 MMmcd, para proyectar la

demanda hasta 2020, por lo cual se estima un crecimiento promedio del 7,5% (2011-

2020)


Grafico # 8 Demanda de Gas Natural – Mercado Interno

Fuente: Elaboración Propia a partir de datos de YPFB

Total demanda de Gas Natural

MERCADO DE EXPORTACIÓN

MERCADO BRASILERO GSA

El contrato de compra venta de gas natural entre YPFB y Energía Argentina S.A. (ENARSA) fue suscrito el 2006 con una duración de 21 años a partir del 1º de enero de 2007 hasta el año 2026 y contempla el envío de gas natural a la República Argentina, por un volumen inicial de 7,7 MMm3/día durante los tres primeros años, con posibilidad de incrementarse en función de las ampliaciones de gasoductos en ambos países hasta alcanzar 27,7 MMm3/día, manteniendo este nivel hasta la finalización del contrato.

El 26 de marzo de 2010 se suscribió la primera Adenda a este contrato, la cual establece volúmenes mínimos de recepción y entrega de forma obligatoria y cláusulas de garantías comerciales entre otros, entró en vigencia el 1º de mayo de 2010. Asimismo, desde el inicio del contrato se estableció un poder calorífico en base seca que no sea menor a 1.000 BTU/pie3.

El contrato de compra venta de gas natural (GSA) fue suscrito en 1996, tiene una duración de 21 años, esto es de 1999 hasta 2019.

Este contrato inicialmente estableció el envío de 16 MMm3/día de gas natural, sin embargo, después de la firma de dos Adendas al mismo, se llegó a establecer el máximo volumen contractual de venta de 30,08 MMm3/día más el combustible requerido en el tramo Mutún - San Pablo, que actualmente se encuentra en vigencia. Asimismo, desde el inicio del


contrato se estableció un poder calorífico en base saturada que no sea menor a 1.034 BTU/pie3.

La proyección de los volúmenes de Gas Natural para el período 2009 – 2019 a ser exportados por YPFB e importados por PETROBRAS, considera una demanda del 100% de la Cantidad Diaria Contractual, es decir un volumen de 30.08 MMmcd + Gas Utilizado por el Sistema Bolivia + Gas Utilizado por el Sistema Brasil = 31,5 MMmcd hasta el año 2019, que si bien puede llegar a ser menor a lo largo de cualquier año por razones de estacionalidad, contracción en la demanda u otros, se constituye en la máxima obligación contractual que debe ser satisfecha en caso de su requerimiento. Adicionalmente, se considera un consumo de 24,1 MMmcd para el año 2020 por concepto de recuperación de Energía Pagada y No Recuperada (EPNR).

Según el cálculo de YPFB, el mercado brasileño demandará 2,7 TCF, en función al

contrato GSA con Petrobras, vigente hasta el 2019.

Grafico # 6 Demanda de Gas Natural - Mercado de Brasil

Fuente: Elaboración Propia a partir de datos de YPFB


Contrato con Argentina

YPFB y la Empresa Nacional Argentina S.A. (ENARSA) en la gestión 2006 un nuevo

Contrato de Compra-Venta de Gas Natural por un periodo de 20 años, a partir del 1° de

enero de 2007.

El contrato incluye el financiamiento de una planta de extracción de licuables a instalarse

en la frontera que será de propiedad de YPFB.

Asimismo el mercado argentino requerirá 3,77 TCF hasta 2026, de acuerdo al contrato

establecido con Enarsa y su adenda pactada recientemente.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20260

5

10

15

20

25

Demanda de Gas Natural - Mercado Argen-tina en MMmcd

Demanda de Gas Natural - Mercado Argentina en MMmcd

Grafico # 7 Demanda de Gas Natural – Mercado Argentina

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de YPFB

3,77 TCF 2013-2026


Brasil Argentina Mercado Interno (Bo-livia)

Estimado de Gas por Mercado en TCF

2.7 3.77 1.22

0.250.751.251.752.252.753.253.75

Estimado de Gas por Mercado en TCF T

CF

Grafico # 9 Total Demanda de Gas Natural

Fuente: Elaboración Propia con datos de YPFB

Reservas de Gas Requeridas a Futuro en TCF

Asimismo el gobierno boliviano pronostica un consumo de 2,42 TCF a 20 años para

proyectos que dan valor agregado al Gas Natural, entre ellos: El mutún, Urea, Polietileno,

y las plantas de separación Rio Grande, y Chaco Boliviano.


Planta de Rio Gran-

de

Chaco Ta-rijeño

Amonia-co/Urea

Etileno, Polietileno

Mutun TOTAL

Requerimientos en TCF

NaN 0.1 0.39 0.29 0.32 1.32 2.42

0.25

0.75

1.25

1.75

2.25

Demanda de Gas para Proyectos de Industria-lizacion y Plantas de Separacion

TCF

Grafico # 10 Demanda de Gas Natural para Proyectos del Gobierno

Fuente: Elaboración Propia con datos de YPFB

Análisis de Disponibilidad del Gas Natural

OFERTA DE GAS NATURAL Y ASIGNACION DE MERCADOS En consideración a la demanda potencial de Gas Natural anteriormente explicada, la prioridad de

abastecimiento del mercado interno de consumo, los proyectos de industrialización de interés

nacional, los contratos de compra venta para la exportación suscritos con empresas de Argentina y

Brasil, así como a la proyección de producción de Gas Natural conforme al Plan de Explotación que

se desarrollará más adelante (Producción acelerada) y los posibles incrementos de producción en

base a los Prospectos exploratorios A con una probabilidad de éxito del 30% y los Prospectos

Exploratorios B con una probabilidad del 20 %, que también se explican más adelante, se establece

una prioridad en la atención de los diferentes mercados en el período 2009-2026 asumiendo un

determinado comportamiento de la demanda, como se muestra en el Gráfico 1.6.


PROYECTOS EXPLORATORIOS A El resultado positivo de los prospectos exploratorios A, sumado a la producción estimada de acuerdo a los planes de desarrollo, podría permitir sostener el Mercado Argentino en 21,4 MMmcd hasta el 2020. Cabe resaltar que se entiende por resultado positivo el éxito exploratorio de 30% sobre el potencial estimado. Bajo este escenario, se incorpora la posibilidad de abastecimiento inicial del Proyecto GTL, alcanzando un volumen de 4,5 MMmcd hasta el año 2018. PROYECTOS EXPLORATORIOS B Considerando un resultado positivo en los prospectos exploratorios B, entendiéndose como tal un

éxito exploratorio de 20% sobre el potencial estimado, más la producción estimada de los planes

de desarrollo, entre los años 2020–2024 el volumen de entrega de Gas Natural al mercado

argentino podría alcanzar a 27,7 MMmcd. Asimismo, dicha producción permitiría el

abastecimiento de la demanda requerida por el Proyecto GTL los años 2019- 2023.


Tabla # 12. Oferta en TCF

Reservas Estimación Reservas * (%) Total

Probadas 10.45 10.45* 90% 9.4

Probables 3,5 3.5* 50% 1.75

Posibles 4.15 4.15*10% 0.415

TOTAL 11.565

Tabla # 13. Demanda en TCF

Mercado Cantidad

Demanda Argentina 3.77

Demanda Brasil 2.7

Demanda Mercado Interno 1.22

Industrialización/Plantas de Separación 2.42

Total 10.11

Conclusión

En cuanto a la disponibilidad de la materia prima esencial (gas natural), se puede concluir

que el país está en condiciones de cubrir la cantidad necesaria que se requiere para la

planta en su operación durante 10 años, como se puede observar se dispone de un

volumen de gas natural de 1.45 TCF. Tomando en cuenta que se utilizaría para el

proyecto de planta GTL 1 TCF, para producir un volumen de diesel de 17000 BPD

eliminando de esta forma la subvención de este producto.


CAPITULO II.

ESTUDIO DE MERCADO DE

LOS PRODUCTOS

OBTENIDOS A TRAVES DE

LA TECNOLOGIA GTL


Objetivos del Capitulo

Objetivo General

Estudiar el mercado y las variables de los combustibles (diesel, gasolina) a nivel

nacional.

Objetivos Específicos

Describir las características de los productos obtenidos mediante la tecnología

GTL.

Definir el alcance del mercado que abarcará el proyecto.

Analizar los datos históricos de la demanda y oferta para la realización de las

proyecciones de los combustibles.

Capitulo Uno Terminado

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